Обработка квд по методу касательной

Процесс восстановления давления в конечной области КВД описывается формулой:

(4.7)

где t_i – время замера после остановки скважины;

D P(t_i) – разница между забойным давлением в момент замера и забойным давлением в момент остановки скважины:

(4.8)

i – угловой коэффициент, имеющий следующую структуру:

(4.9)

Коэффициент A в данном случае имеет следующую структуру:

(4.10)

Обработку КВД по методу касательной проводят в координатах D P (t) от Ln t. Через конечный участок проводят касательную до пересечения с осью ординат. В точке пересечения определяют значение коэффициента A. Значение коэффициента i определяют как тангенс угла наклона этой прямой (см. рисунок 4.2).

 

Рисунок 4.1 – Обработка КВД по методу касательной.

Из структуры коэффициентов A и i определяют фильтрационные параметры пласта:

Коэффициент гидропроводности пласта:

(4.11)

Зная толщину пласта h и вязкость нефти m, определяется коэффициент подвижности и проницаемость:

(4.12)

Относительная пьезопроводность пласта:

(4.13)

Приведенный радиус скважины:

(4.14)

Общее несовершенство вскрытия пласта – скин-фактор S:

(4.15)

Коэффициент продуктивности скважины на режиме перед остановкой:

(4.16)

Время стабилизации режима работы скважины:

(4.17)

Исходные данные:

Параметр	Значение	Размерность
Сжимаемость жидкости, βж	0,0004	1/МПа
Сжимаемость горной породы, βг.п.	0,00005	1/МПа
Пористость, m	0,1	д.е.
Толщина пласта, h		м
Вязкость жидкости, µ	0,7	мПа*сек
Дебит работы скважины перед остановкой, Q		м^3/сут
Время работы скважины перед остановкой, T		сут
Радиус скважины по долоту, rc	0,1	м
Максимальная погрешность определения конечного участка, d	0,1	д.е.
Радиус контура питания, Rк		м

Результаты замеров

Pзаб(t), бар	t, сек	Pзаб(t), бар	t, сек
276,4		293,3
288,7		293,9
289,3		294,5
290,0		295,1
290,5		295,8
291,0		296,3
291,8		296,6
292,3		296,8
292,8

Порядок расчета:

1. По формуле (4.1) выбрать метод обработки КВД.

2. Построить КВД в координатах соответствующего метода обработки.

3. По графику КВД определить коэффициенты А и i

4. По формулам (4.11) – (4.17) определить фильтрационно-емкостные параметры пласта.

Лабораторная работа №5

«Исследование скважин методом гидропрослушивания»

 

Исходные данные:

Сжимаемость жидкости, βж	0.0006	1/МПа
Сжимаемость горной породы, βг.п.	0.00005	1/МПа
Пористость, m	0.2	д.е.
Толщина пласта, h	4.8	м
Вязкость жидкости, µ	0.8	мПа*сек
Закачка в возмущающую скважину, Q		м^3/сут
Время работы возмущающей скважины, T/2		сут
Расстояние до реагирующей скважины, R		м

 

Таблица 5.1

Данные для построения кривой реагирования:

№	DP(t), бар	час		№	DP(t), бар	час
	0.00				3.07
	0.04				2.96
	0.25				2.78
	0.54				2.60
	0.82				2.43
	1.09				2.27
	1.34				2.14
	1.56				2.02
	1.77				1.91
	1.96				1.81
	2.14				1.72
	2.30				1.64
	2.46				1.57
	2.60				1.50
	2.74				1.44
	2.87				1.39
	2.99

 

Практическое задание: